Auditoría concluyó que la gestión del ICE incumple aspectos significativos del marco normativo y técnico, y advirtió dificultades para nuevas conexiones y rezagos regulatorios.
La Contraloría General de la República (CGR) detectó atrasos de hasta 6,6 años y aumentos de costos por ₡13.437 millones en proyectos para ampliar la red de transmisión eléctrica del país, como parte de una auditoría que concluyó que la gestión del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) presenta incumplimientos en aspectos significativos del marco normativo y técnico aplicable.
El informe DFOE-SOS-IAD-00005-2026, emitido este lunes 21 de setiembre, examinó la gestión del ICE para planificar, ejecutar proyectos y asegurar la capacidad de la red de transmisión eléctrica, así como el cumplimiento de la regulación de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) sobre los servicios auxiliares que apoyan su operación.
La auditoría abarcó la totalidad de la cartera de proyectos de transmisión del ICE: cinco en etapa de inversión y seis en preinversión. La CGR concluyó que los atrasos, las dificultades para establecer nuevas conexiones y el rezago en la implementación de los servicios auxiliares comprometen la capacidad de la red para responder a las necesidades presentes y futuras del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
La red de transmisión transporta la electricidad desde los centros de generación hasta las redes de distribución y los grandes consumidores. También permite conectar nuevos proyectos de generación, por lo que su expansión resulta necesaria para incorporar energía renovable y atender el crecimiento de la demanda.
Tres de cinco proyectos acumulan atrasos
La CGR determinó que tres de los cinco proyectos que se encuentran en etapa de inversión presentan atrasos de entre 1,5 y 6,6 años respecto de sus fechas originales de finalización.
El Refuerzo de Transmisión Anillo Miravalles registra la mayor variación porcentual en costo: su presupuesto pasó de ₡6.962 millones a ₡13.634 millones, un incremento de 95,8%. Además, acumula 2,9 años de atraso y, al corte de abril de 2026, había alcanzado un avance físico de 25,5% frente al 92,2% programado.
Según la auditoría, durante el diseño no se realizaron oportunamente los estudios geotécnicos necesarios para validar las condiciones del terreno donde se construiría la Subestación Fortuna. Una vez iniciada la ejecución, se determinó que el sitio seleccionado presentaba condiciones incompatibles con el diseño, lo que obligó a reubicar la subestación, modificar la solución constructiva y sustituir la tecnología originalmente prevista.
Por su parte, el proyecto Refuerzo de Transmisión Península de Nicoya presenta el mayor atraso: 6,6 años. Su costo aumentó en ₡5.634 millones, un 23,6%, y el avance físico alcanzaba 47,5%. La CGR encontró que el ICE no validó oportunamente las condiciones bajo las cuales podía desenergizarse la línea Cañas–Guayabal, lo que posteriormente obligó a incorporar una obra adicional y replantear la ingeniería del proyecto.
La Modernización de la Subestación Moín, mientras tanto, acumula 1,5 años de atraso. Aunque su avance físico estaba próximo a lo programado, el costo acumulado llegó a ₡5.974,6 millones, aproximadamente ₡1.132 millones por encima del costo total vigente, pese a que el proyecto todavía no había concluido.
La Contraloría identificó un patrón caracterizado, según el proyecto, por estudios o validaciones técnicas incompletas, riesgos no gestionados oportunamente y limitaciones en la disponibilidad de personal especializado. Estas situaciones derivaron posteriormente en modificaciones de alcance, ampliaciones de plazo y mayores costos.
En el proyecto Refuerzo de Transmisión y Distribución La Cruz Etapa 1, el avance físico era de apenas 6,5% frente al 20,5% programado, por lo que había alcanzado únicamente el 31% del avance previsto. Parte del personal técnico encargado del diseño fue reasignado para atender atrasos y reprocesos de otros proyectos.
La CGR también examinó el Proyecto de Transmisión Enlace Norte-Centro, cuya inversión preliminar se estima en ₡51.412 millones. Aunque se encuentra en etapa de inversión, a setiembre de 2026 todavía no contaba con una línea base integrada de alcance, plazo y costo formalmente aprobada, debido a que su alcance definitivo continúa en definición. El ICE mantiene marzo de 2031 como fecha objetivo para su entrada en operación.
Delfino.cr informó en abril de 2025 que el presidente ejecutivo del ICE, Marco Acuña Mora, había anunciado una inversión cercana a $100 millones para ese proyecto como parte de la ampliación de la red de transmisión eléctrica.
Casi 11 meses para obtener un punto de conexión
La auditoría también encontró atrasos en la atención de solicitudes para conectar proyectos a la red de transmisión.
En 33 solicitudes de conexión preliminar resueltas entre enero de 2024 y julio de 2026, el ICE tardó en promedio 135 días desde la presentación de la solicitud hasta comunicar el resultado, frente a un plazo máximo previsto de 108 días. Uno de los trámites llegó a tardar 341 días.
En las 15 solicitudes de conexión definitiva analizadas, el promedio fue de 189 días, frente a un plazo máximo de 198 días, aunque uno de los casos llegó a 288 días.
Además, dos proyectos solares del propio ICE —Curubandé y Chorotega— todavía no cuentan con un punto de conexión viable a la red. En el caso de Curubandé, su entrada en operación quedó supeditada al desarrollo de obras de transmisión previstas entre 2029 y 2031.
Una solicitud de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL) para conectar módulos de distribución en la futura Subestación San Rafael también se encuentra suspendida debido a cambios en las condiciones del sitio donde se proyectaba construir esa subestación, como parte del proyecto Enlace Norte-Centro.
La CGR advirtió además sobre el riesgo de que las obras incluidas en el Plan de Expansión de la Transmisión 2024-2034 resulten insuficientes o no entren en operación a tiempo para atender futuros aumentos de demanda y nuevas conexiones.
El propio ICE había identificado previamente insuficiencias en la red de transmisión en su Informe de identificación de problemas en la red de transmisión 2024-2040 y señaló la necesidad de ampliar los refuerzos previstos y acelerar su entrada en operación.
La auditoría señala, por ejemplo, que componentes del Anillo de Miravalles originalmente previstos para 2025 pasaron a 2028, mientras que obras en la Península de Nicoya pasaron de 2025 a 2029.
Modelo regulatorio sigue incompleto seis años después
El tercer bloque de hallazgos corresponde a los llamados servicios auxiliares, necesarios para mantener variables como la frecuencia y la tensión dentro de los parámetros requeridos para operar el Sistema Eléctrico Nacional.
La CGR determinó que, más de seis años después de la entrada en vigencia del reglamento correspondiente, el ICE y la ARESEP todavía no han implementado completamente el modelo.
Aunque la ARESEP emitió el reglamento técnico en 2019 y aprobó una metodología tarifaria en 2021, los primeros procedimientos técnicos relacionados con este marco fueron aprobados hasta enero de 2024. En enero de 2026, el ICE presentó los resultados de las pruebas de un modelo simplificado y, en julio, la ARESEP aprobó un procedimiento para liquidar los servicios auxiliares de regulación secundaria y terciaria.
La aplicación de la metodología tarifaria sigue en trámite. La audiencia pública se celebró el 4 de setiembre de 2026 y recibió 14 oposiciones, que actualmente analiza la Intendencia de Energía de la ARESEP.
La Contraloría también encontró que el ICE no ha presentado los informes semestrales de desempeño de los servicios auxiliares exigidos por el reglamento.
No es la primera vez que la CGR identifica riesgos relacionados con el funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional. En mayo de 2025, Delfino.cr informó sobre otra auditoría en la que el órgano contralor cuestionó decisiones del ICE y la ARESEP vinculadas con la planificación de la generación eléctrica y la regulación tarifaria.
Contraloría gira disposiciones obligatorias
La CGR ordenó al ICE introducir controles adicionales antes de autorizar proyectos de transmisión, de manera que se validen conjuntamente aspectos técnicos, operativos, financieros, prediales, de riesgo y disponibilidad de personal especializado.
También deberá establecer controles para evitar que la reasignación de recursos entre proyectos provoque nuevos atrasos y mejorar el seguimiento de las solicitudes de conexión.
El ICE tendrá además que modificar el procedimiento con el que prepara y actualiza el Plan de Expansión de la Transmisión para incorporar elementos que permitan valorar escenarios alternativos y asegurar que las obras incluidas cuenten con un nivel suficiente de madurez antes de asignarles fechas de ejecución. Las primeras certificaciones sobre estas medidas deberán entregarse a la Contraloría el 15 de diciembre de 2026.
Para atender el rezago de los servicios auxiliares, la CGR ordenó al ICE y a la ARESEP realizar conjuntamente un análisis integral de las condiciones necesarias para implementar el marco regulatorio y corregir las brechas identificadas. Ese proceso tiene plazos que se extienden hasta setiembre de 2028.
Las disposiciones emitidas por la Contraloría son de acatamiento obligatorio y su incumplimiento injustificado puede generar responsabilidades.